Определение центра электрических нагрузок. Выбор количества ЦТП. Выбор места расположения ЦТП и РП.

Координаты центра электрических нагрузок (ЦЭН) находят по формулам:

Р_{НОМ i}, Х_i, Y_i – номинальная мощность и координаты на плане цеха i-ого ЭП.

Физический смысл ЦЭН состоит в том, что при размещении в нем ЦТП суммарные затраты на электрическую сеть будут минимальными. Это объясняется тем, что уменьшается протяженность электрических сетей напряжением до 1 кВ, а следовательно, уменьшаются стоимость этих сетей и потери электроэнергии в них.

Далеко не всегда удается разместить ЦТП в ЦЭН. Препятствиями для этого могут быть электрические или другие установки, занимающие данное место, условия среды и т.д. В любом случае следует стремиться максимально приближать ЦТП к ЦЭН.

Питание ЭП цеха чаще всего производится от одной подстанции. Две или более ЦТП сооружаются для крупногабаритных цехов, а также для цехов большой мощности (S_М³4000 кВА).

Место расположения РП определяют исходя из следующих условий:

1) РП должен быть приближен к ЭП, для которых он предназначен;

2) не должно быть обратных потоков электроэнергии, т.к. это приводит к перерасходу проводникового материала и увеличению потерь электроэнергии (см. рисунок 16).

Исключение составляют взрывоопасные зоны, в которых устанавливать РП запрещено. Для таких цехов сооружают специальное помещение, в котором устанавливают все РП. Это помещение отделяется от взрывоопасных зон стеной без проемов и, как правило, располагается рядом с ЦТП.

Рисунок 16 – Размещение распределительных пунктов.

Практическое занятие №9 – Выбор места расположения ЦТП.

Задача.

Рисунок 17 – Расположение цеховой подстанции.

Выбрать место расположения ЦТП для цеха, план которого изображен на рисунке 17 (для каждого ЭП указаны: в числителе – номер по плану, в знаменателе – номинальная мощность).

Решение:

1. Находим координаты каждого ЭП на плане цеха:

х₁=4 х₂=10 х₃=16 х₄=4 х₅=10 х₆=16 х₇=4 х₈=10 х₉=16

у₁=11 у₂=11 у₃=11 у₄=7 у₅=7 у₆=7 у₇=3 у₈=3 у₉=3

2. Находим координаты центра электрических нагрузок:

3. В данном случае поместить подстанцию в центре электрических нагрузок невозможно, т.к. это место занято оборудованием. Принимаем место расположения подстанции таким образом, чтобы она была максимально приближена к центру электрических нагрузок.

Урок №30

Тема: «Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции».

1. Выбор числа трансформаторов.

Правильный выбор числа и мощности трансформаторов является одним из основных вопросов рационального построения СЭС. Это объясняется тем, что трансформаторы являются наиболее дорогостоящими из всех элементов электрической сети.

Наиболее распространены одно- и двухтрансформаторные подстанции. Подстанции с тремя и большим числом трансформаторов являются более дорогими. Однако они могут быть необходимы в случае установки раздельных трансформаторов для питания силовых и осветительных нагрузок.

Однотрансформаторные подстанции применяют для питания ЭП П и Ш категории. Для таких подстанций предусматривают связь с соседней подстанцией по сети низкого напряжения (см. рисунок 18). Сечение кабельной перемычки выбирают таким, чтобы при нарушении электроснабжения от основного источника питания по ней можно было бы запитать 25-30 % нагрузки подстанции. Следует заменить, что именно благодаря такой перемычке можно обеспечивать питание аварийного и эвакуационного освещения и не предусматривать для них отдельного источника.

Двухтрансформаторные подстанции применяются при значительном числе ЭП I и П категории, а также в тех случаях, когда нельзя применить однотрансформа-торную подстанцию из-за отсутствия централизован-ного складского резерва и возможности замены повре-дившегося трансформатора за время не более 1 суток. Кроме того, они целесообразны, если нагрузка значи-тельно изменяется в течение суток или года. В таких случаях можно обеспечить оптимальную загрузку путем отключения одного из трансформаторов в период минимальных нагрузок.

Рисунок 18 – Упрощенная схема

однотрансформаторной подстанции.

2. Выбор мощности трансформаторов.

Мощность силовых трансформаторов в нормальных условиях должна обеспечивать питание всех электроприемников. При этом нагрузка трансформатора не должна вызывать сокращения срока его службы.

При выборе мощности трансформаторов следует добиваться как экономичного режима работы, так и обеспечения резервирования питания ЭП при отключении одного из трансформаторов. В этом случае оставшейся в работе трансформатор должен принять на себя всю нагрузку и не оказаться при этом перегруженным выше допустимого значения. Следует заметить, что в таких случаях для уменьшения нагрузки можно отключать неответственные ЭП, с целью облегчить работу трансформаторов, если, конечно, такие ЭП имеются.

При проектировании мощность трансформаторов ЦТП выбирается так, чтобы их коэффициент загрузки находился в приделах 0,6¸0,8. Это делается с расчетом на то, что мощность питаемой нагрузки может увеличиться в перспективе.

При выборе мощности трансформаторов в СЭС следует стремиться к применению не более

2-3 стандартных мощностей. Это ведет к сокращению их складского резерва. Желательно при этом чтобы все трансформаторы были одинаковой мощности, но такое решение не всегда выполнимо.

Урок №31

Тема: «Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции».

3. Допустимые перегрузки трансформаторов.

Различают аварийные и систематические перегрузки трансформаторов. Аварийная перегрузка допускается в исключительных условиях в течение ограниченного времени, когда перерыв электроснабжения потребителей недопустим. Величина допустимой аварийной перегрузки зависит от ее продолжительности.

Таблица 4 – Аварийные перегрузки трансформаторов и автотрансформаторов.

Масляные трансформаторы	Сухие трансформаторы
Перегрузка %	Продолжительность перегрузки, мин	Перегрузка %	продолжительность перегрузки, мин
	1,5

Для масляных трансформаторов допускается аварийная перегрузка на 40 % в течение не более 5 суток. При этом продолжительность перегрузки в каждые сутки должна быть не более 6 часов, а коэффициент заполнения суточного графика нагрузки должен быть не выше 0,75. На время перегрузки должны быть приняты меры по усилению охлаждения трансформатора (включены вентиляторы дутья, резервные охладители и т.д.).

Систематическая перегрузка трансформатора допускается за счет неравномерности графика нагрузки в течение суток или года. При этом в период максимальных нагрузок износ изоляции превышает норму, а в период минимальных он ниже нормы. Таким образом, систематическая перегрузка не вызывает уменьшения срока службы трансформатора.

Допустимая систематическая перегрузка за счет неравномерности суточного графика зависит от коэффициента его заполнения и продолжительности максимума нагрузки (см. рисунок 5.23 стр.182 /1/).

В зимнее время допускается дополнительная перегрузка трансформаторов с масляным

охлаждением на один процент за каждый процент недогрузки летом, но не более чем на 15 %.

Урок №32

Практическое занятие №10 – Определение числа и мощности трансформаторов на подстанции.

Задача.

Исходные данные: S_ОЖИД.=246,7 кВА; q₂=0,595 руб/(кВт*ч); t_max=3600 ч.

Требуется произвести выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции путем технико-экономического сравнения вариантов.

Решение: Намечаем по ожидаемой нагрузке после компенсации реактивной мощности два варианта:

Вариант №1 – один трансформатор S_НОМ.ТР=400 кВА; ;

Вариант №2 – два трансформатора S_НОМ.ТР=160 кВА; .

Находим данные трансформаторов по таблице 29 – 1 стр.(245 – 252) /6/ и сводим их в таблицу 5:

Таблица 5 – Технические данные трансформаторов.

Вариант	SНОМ.ТР, кВА	U, кВ	DРХХ, кВт	DРКЗ, кВт	IХХ, %	UКЗ, %	Цена, руб.
		10/0,4	0,92	5,5	2,1	4,5
		10/0,4	0,46	2,65	2,4	4,5

Расчет ведем по первому варианту.

1. Определяем потери реактивной мощности при работе трансформатора на холостом ходу:

кВАр.

2. Определяем потери реактивной мощности при работе трансформатора под нагрузкой:

кВАр.

3. Определяем приведенные потери активной мощности при работе трансформатора на холостом ходу:

кВт,

где к_И.П – коэффициент изменения потерь, принимаемый в соответствии с рекомендациями стр. 468 /7/.

4. Определяем приведенные потери активной мощности при работе трансформатора под нагрузкой:

кВт.

5. Определяем полные приведенные потери активной мощности трансформатора:

кВт.

6. Определяем эксплуатационные расходы на содержание трансформаторов:

руб.;

руб.;

где отчисления на амортизацию р_А, % и отчисления на текущий ремонт и обслуживание р_О, % были определены по таблице 4.1 стр.152 /1/.

7. Определяем стоимость потерь электроэнергии:

С_П=DW*q₂=13608*0,595=8096,8 руб.;

DW=DР*t_max=3,78*3600=13608 кВт*ч.

8. Определяем годовые эксплуатационные расходы:

С_I=С_А+С_О+С_П=3937,5+625+8096,8=12659,3 руб.

9. Определяем приведенные затраты по первому варианту:

З_I=С_I+0,125*К_ТР=12659,3+0,125*62500=20471,8 руб.

Расчет по второму варианту производим аналогично.

1. кВАр.

2. кВАр.

3. кВт.

4. кВт.

5. кВт.

6. руб.;

руб.

7. С_П=DW*q₂=17568*0,595=10453 руб.;

DW=DР*t_max=4,88*3600=17568 кВт*ч.

8. С_II=С_А+С_О+С_П=5065,2+804+10453=16322,2 руб.

9. З_II=С_II+0,125*2*К_ТР=16322,2+0,125*2*40200=26372,2 руб.

Как видим, затраты по первому варианту меньше затрат по второму варианту (З_I <З_II), поэтому к исполнению принимаем вариант №1.

Урок №33

Тема: «Короткие замыкания в СЭС».

1. Виды КЗ. Причины их возникновения.

При проектировании СЭС учитывается не только нормальные режимы работы электроустановок, но и аварийные режимы. Одним из аварийных режимов является короткое замыкание.

Коротким замыканием называют любое, не предусмотренное нормальным режимом работы электрическое соединение различных точек электроустановки между собой или с землей, при котором токи в электроустановке резко возрастают, превышая наибольший допустимый ток нормального режима.

Различают следующие виды КЗ (см. рисунок 19):

1. Трехфазное – три фазы соединяются между собой;

2. Двухфазное – две фазы соединяются между собой без соединения с землей;

3. Двойное замыкание на землю – две фазы соединяются между собой и с землей;

4. Однофазное – одна фаза соединяется с нейтралью источника через землю.

Причины возникновения КЗ:

1. Механическое повреждение изоляции (например, при земляных работах);

2. Падение опор воздушных линий;

3. Старение или увлажнение изоляции;

Рисунок 19 – Виды КЗ.

4. Перекрытие фаз животными, птицами, посторонними предметами или вследствие атмосферных перенапряжений;

5. Неправильные действия персонала, например, отключение нагруженной линии разъединителем.

2. Последствия КЗ. Составляющие тока КЗ.

Последствия КЗ:

1. Прекращение питание потребителей присоединенных к точкам, в которых произошло КЗ;

2. Нарушение нормальной работы ЭП, подключенных к неповрежденным участкам сети вследствие понижения напряжения;

3. Частичное или полное разрушение электрических машин, аппаратов и устройств под действием дуги, возникающей в месте КЗ;

4. Повышенный нагрев токоведущих частей и изоляции, что может привести к пожару в РУ, кабельных сетях и стать причиной дальнейшего развития аварии;

Для уменьшения последствий КЗ необходимо как можно быстрее отключить поврежденный участок, что достигается применением быстродействующих выключателей и релейной защиты с минимальной выдержкой времени.

Ток КЗ состоит из двух составляющих: апериодической i_at и периодической i_пt (см. рисунок 20). Апериодическая составляющая в начальный момент КЗ имеет значение i_a0. С течением времени ее значение уменьшается до нуля без перемены знака. Периодическая составляющая изменяется по синусоидальной кривой с частотой равной частоте нормального режима работы.

Полный ток КЗ i_кt определяется сложением апериодической и периодической составляющих. Как видно из рисунка 20 наибольшее значение полного тока наблюдается через полпериода (через 0,01 с при частоте 50 Гц) после начала КЗ. Этот ток называется ударным током КЗ i_у.

Рисунок 20 – Процесс КЗ.

Урок №34

Тема: «Короткие замыкания в СЭС».

3. Схема замещения для расчета токов КЗ.

Для расчетов токов КЗ составляют расчетную схему СЭС, а на ее основе схему замещения.

Расчетная схема представляет собой упрощенную однолинейную схему, на которой указывают все элементы СЭС и их параметры, влияющие на ток КЗ. Здесь же указывают точки, в которых необходимо определить ток КЗ. Схема замещения представляет собой электрическую схему соответствующую расчетной схеме, в которой все магнитные связи заменены электрическими и все элементы СЭС представлены сопротивлениями. Генераторы, трансформаторы большой мощности, воздушные линии и реакторы обычно представляются в схеме замещения индуктивными сопротивлениями, т.к. их активное сопротивление во много раз меньше индуктивного. Кабельные линии 6-10 КВ и трансформаторы небольшой мощности в схеме замещения представляются индуктивными и активными сопротивлениями.

Все сопротивления подсчитывают в именованных единицах (в Омах) или в относительных единицах. Способ подсчета сопротивлений на результат расчета токов КЗ не влияет. При использовании системы относительных единиц все расчетные данные приводятся к базовому напряжению и базовой мощности. За базовую мощность принимают 100 МВА или 1000 МВА.

За базовое напряжение принимают среднее номинальное напряжение той ступени, для которой

определяется ток КЗ.

Школа U_СР: 230; 115; 37; 10,5; 6,3; 0,69; 0,4 кВ.

Рисунок 21 – Расчетная схема и схема замещения участка СЭС.

4. Преобразование схем замещения и определение токов КЗ.

По результатам расчета токов КЗ производят:

1) выбор и проверку электрических аппаратов и токоведущих частей;

2) выбор и проверку уставок релейной защиты.

Величина тока КЗ зависит от результирующего сопротивления от источника до точки КЗ z_S и определяется по формуле:

I_П,0=

где I_П,0 – начальное значение периодической составляющей тока КЗ, кА;

Сопротивление z_S можно найти, если преобразовать схему замещения. Преобразование заключается в приведении схемы к простому виду, при котором в ней останется всего одно сопротивление, которое и будет результирующим.

При расчетах токов КЗ в электроустановках напряжением выше 1 кВ активным сопротивлением можно пренебречь, если r_S< , тогда

I_П,0=

При расчетах токов КЗ в сетях до 1 кВ учитывают все короткозамкнутой цепи как активные, так и индуктивные. Также учитывают сопротивления всех переходных контактов в этой цепи. Для установок напряжением до 1 кВ при расчетах токов КЗ считают, что подведенное к цеховому трансформатору напряжение неизменно и равно его номинальному напряжению.

Ударный ток КЗ определяется по формуле:

i_У= *К_У*I_П,0,

где К_У – ударный коэффициент тока КЗ.

,

где Т_А= - постоянная времени апериодической составляющей тока КЗ.

К_У можно также определить по рисунку 6.2 стр.228 /1/ или по рисунку 7.4 стр.358 /2/.

Урок №35

Тема: «Короткие замыкания в СЭС».

5. Ограничение токов КЗ.

Ток КЗ оказывает на электрические аппараты и токоведущие части термическое и электродинамическое воздействие. Термическое заключается в повышенном нагреве, который может вызвать выгорание изоляции, оплавление проводников и т.д. Электродинамическое воздействие заключается в том, что при КЗ возникают значительные усилия, которые могут вызвать механическое разрушение электрической сети.

Каждый электрический аппарат может выдержать определенное значение тока КЗ. Аппараты, которые способны выдержать больший ток КЗ являются более дорогими. Что же касается токоведущих частей, то чем выше их сечение, тем больший ток КЗ они могут выдержать. Из вышесказанного следует, что большой ток КЗ может стать причиной увеличения затрат на электрическую сеть, т.к. придется применять более дорогие электрические аппараты и проводники большего сечения. Этого можно избежать, если принять специальные меры по ограничению токов КЗ.

Способы ограничения токов КЗ:

1. Раздельная (не параллельная) работа трансформаторов и питающих линий, что увеличивает сопротивление короткозамкнутой цепи и, следовательно, уменьшает ток КЗ.

2. Применение токоограничивающих реакторов. Их устанавливают в РУ. Можно устанавливать для каждой линии отдельный реактор (рис. 22, а), или применять один реактор на 3 – 4 линии (рис. 22, б).

Рисунок 22 - Варианты размещения реакторов.

3. Применение трансформаторов с расщепленной обмоткой, сопротивление которых больше, чем у обычных трансформаторов той же мощности.

Практическое занятие №11 – Расчет тока КЗ и проверка шин на электродинамическую устойчивость.

Задача.

Рассчитать ток КЗ и проверить шины на электродинамическую стойкость.Максимальный расчетный ток цеха на стороне 0,4 кВ I_М.ЦЕХА=350 А.

Решение:

1. Соблюдая условие I_М.ЦЕХА I_Д по таблице 1.3.31 /8/ выбираем алюминиевые шины размером 30х4 мм, для которых длительно допустимый ток равен I_Д=365 А.

2. Составляем расчетную схему для определения токов КЗ, а по ней схему замещения.

а) расчетная б) замещения

Рисунок 23 – Схемы для расчета тока КЗ.

3. Расчет ведем в именованных единицах, принимая U_б=400 В.

4. Определяем активное и индуктивное сопротивления трансформатора:

мОм;

мОм.

5. Находим по таблице 2.64 стр.176 /9/, что для алюминиевых шин размером 30х4 мм r₀=0,269 мОм/м, а x₀=0,206 мОм/м при среднем геометрическом расстоянии между фазами а_СР=20 мм.

Определяем активное и индуктивное сопротивление шин от выводов силового трансформатора до точки КЗ, принимая длину шин l_Ш=6 м:

r₄=r_Ш=r₀*l_Ш=0,269*6=1,61 мОм;

x₃=x_Ш=x₀*l_Ш=0,205*6=1,24 мОм.

6. Определяем сопротивление переходных контактов в соответствии с рекомендациями, приведенными на стр.167 /10/: r_k = r₅ =15 мОм.

7. Определяем результирующие активное и индуктивное сопротивления:

r_S=r₂+r₄+r₅=5,9+1,61+15=22,51 мОм;

x_S=x₁+x₃=17,85+1,24=19,09 мОм.

8. Определяем ток КЗ в точке К1:

I_П,0= кА.

9. Находим ударный коэффициент тока КЗ по рисунку 6.2 стр.228 /1/ при = : К_У=1,025.

10. Определяем ударный ток КЗ в точке К1:

i_У= *К_У*I_П,0= *1,025*7,82=11,3 кА.

11. Определяем расстояние между фазами:

мм.

Определяем максимальное усилие, действующее на шинную конструкцию, принимая расстояние между изоляторами l=50 см:

F= Н.

12. Определяем изгибающий момент, действующий на шины:

Н*м.

13. Определяем момент сопротивления шин, полагая, что они расположены плашмя:

см³.

14. Определяем напряжение в материале шин от изгиба:

МПа

Для алюминиевых шин s_ДОП=75 МПа, условие s_РАСЧ s_ДОП выполняется, значит, шины динамически устойчивы.

Урок №36

Тема: «Заземление и зануление в электроустановках».

Дата добавления: 2017-02-01